Файл: Д. Р. Хаярова (должность, уч степень, уч звание) (подпись).docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.02.2024
Просмотров: 30
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
р видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент составляет 3,5, а по продуктивной части - 2,8, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов.
Таким образом основными объектами разработки на Зеленогорской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса. Они сложены песчаниками, алевролитами и аргеллитами имеющие хорошие показатели пористости и проницаемости, позволяющие рентабельно разрабатывать месторождение.
Изучение свойств нефти и растворенного газа Ромашкинского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях ( 20 0С и 760 мм.рт.ст.). [5]
Нефть терригенных отложений девона Зеленогорской площади сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций выкипающих до 350 0С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но несущественны. Данные о средних параметрах основных свойств пластовой и поверхностной нефти приведены в таблице 1.3.1.
Таблица 1.3.1 - Средние параметры основных свойств пластовойи поверхностной нефти по Зеленогорской площади
0Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (μ) от давления (p) при пластовой температуре (рисунок 1.3.1).
Рисинук 1.3.1 - Гидродинамические характеристики Зеленогорской площади, пашийского горизонта
Нефти турнейского яруса по Зеленогорской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м3/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа·с, среднее значение равно 22,9 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м3, среднее значение – 903 кг/м3; вязкость поверхностной нефти при 200С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа·с, среднее значение – 85,4 мПа·с; при 500С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа·с, среднее значение – 24,1 мПа·с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение – 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 4,5% ; до 200 0С – 22,4%; до 3500С – 45,4%.
Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Зеленогорской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м3/т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа·с, среднее значение составляет 31,5 мПа·с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918кг/м3, средняя величина равна 905кг/м3; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 200С равна – 162,6 мПа·с; при 500С – 39,8мПа·с. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 5,5%; до 2000С – 22,9%; до 3500С – 42,8%.
Нефти тульского горизонта по Зеленогорской площади имеют следующую характеристику: давление насышения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м3/т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа·с, среднее значении – 28,6 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м3, среднее значение – 905 кг/м3; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение – 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 100
0С – 6,2%; до 2000С – 24,9%; до 3500С – 44,9%.
Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 3500С – от 35 до 45%.
Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.
Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 представляют собой хлоркальциевые рассолы показатели которого приведены в таблице 1.3.2.
Физико-химические свойства пластовой воды горизонтов Д0,Д1
Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см3/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.
Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах
, вскрывших горизонты Д0 и Д1 свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.
В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м3/сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды – 25-270С. Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м3): CL- - 4858,94; SO4- - - 0,38; HCO3- - 0,73; Ca++ - 521,5; Mg++ - 163,82; K+ + Na+ - 3496,57. Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м3(в среднем 1190,0), вязкость - 1,73-2,00 мПа.с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м3/т, объемный коэффициент – 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 –10,0 мПа, Газовый состав вод - азотно-метановый.
| Таблица 1.2.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности. Коэффициенты песчанистости и расчлененности | ||||||
| Горизонт (пласт) | Коэффициент песчанистости (в целом / по продукт. части), д.ед. | Коэффициент расчлененности, (в целом / по продукт. части), д.ед. | ||||
| кол-во скважин | среднее значение | коэфф. вариации | кол-во скважин | среднее значение | коэфф. вариации | |
| кыновский (Д0) | 709 / 643 | 0,365/ 0,330 | 0,25 / 0,22 | 707 / 699 | 1,13 / 1,12 | 0,329 / 0,329 |
| пашийский (ДI) | 790 / 444 | 0,565/ 0,465 | 0,327 / 1,944 | 790 / 446 | 3,53 / 2,75 | 0,402 / 0,509 |
Таким образом основными объектами разработки на Зеленогорской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса. Они сложены песчаниками, алевролитами и аргеллитами имеющие хорошие показатели пористости и проницаемости, позволяющие рентабельно разрабатывать месторождение.
Изучение свойств нефти и растворенного газа Ромашкинского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях ( 20 0С и 760 мм.рт.ст.). [5]
Нефть терригенных отложений девона Зеленогорской площади сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций выкипающих до 350 0С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но несущественны. Данные о средних параметрах основных свойств пластовой и поверхностной нефти приведены в таблице 1.3.1.
Таблица 1.3.1 - Средние параметры основных свойств пластовойи поверхностной нефти по Зеленогорской площади
| Параметры | Среднее значение | |
| Давление насыщения, МПа | 8,24 | |
| Газосодержание, м3/т | 53,5 | |
| Пересчетный коэффициент | 0,8795 | |
| Вязкость пл. нефти, мПа·с | 3,97 | |
| Плотность пов. нефти, кг/м3 | Д0 | 862 |
| Д1 | 863 | |
| Содержание серы, % вес | 1,6 | |
0Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (μ) от давления (p) при пластовой температуре (рисунок 1.3.1).
Рисинук 1.3.1 - Гидродинамические характеристики Зеленогорской площади, пашийского горизонта
Нефти турнейского яруса по Зеленогорской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м3/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа·с, среднее значение равно 22,9 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м3, среднее значение – 903 кг/м3; вязкость поверхностной нефти при 200С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа·с, среднее значение – 85,4 мПа·с; при 500С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа·с, среднее значение – 24,1 мПа·с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение – 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 4,5% ; до 200 0С – 22,4%; до 3500С – 45,4%.
Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Зеленогорской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м3/т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа·с, среднее значение составляет 31,5 мПа·с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918кг/м3, средняя величина равна 905кг/м3; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 200С равна – 162,6 мПа·с; при 500С – 39,8мПа·с. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 5,5%; до 2000С – 22,9%; до 3500С – 42,8%.
Нефти тульского горизонта по Зеленогорской площади имеют следующую характеристику: давление насышения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м3/т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа·с, среднее значении – 28,6 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м3, среднее значение – 905 кг/м3; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение – 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 100
0С – 6,2%; до 2000С – 24,9%; до 3500С – 44,9%.
Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 3500С – от 35 до 45%.
Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.
Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 представляют собой хлоркальциевые рассолы показатели которого приведены в таблице 1.3.2.
Физико-химические свойства пластовой воды горизонтов Д0,Д1
| № | Показатель | Значение | ||
| 1 | плотностью | 1180-1190кг/м3 | ||
| 2 | вязкость | 1,22-1,5мПа*с | ||
| 3 | общая минерализация | 250-300г/л | ||
| 4 | Содержание | бром | 605-823мл/л | |
| йод | 6,6-10 мл/л | |||
| аммоний | 173-200 мл/л | |||
| бор | 9-18 мл/л | |||
| сероводород | не обнаружен | |||
| нафтеновые кислоты- | следы | |||
Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см3/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.
Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах
, вскрывших горизонты Д0 и Д1 свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.
В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м3/сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды – 25-270С. Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м3): CL- - 4858,94; SO4- - - 0,38; HCO3- - 0,73; Ca++ - 521,5; Mg++ - 163,82; K+ + Na+ - 3496,57. Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м3(в среднем 1190,0), вязкость - 1,73-2,00 мПа.с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м3/т, объемный коэффициент – 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 –10,0 мПа, Газовый состав вод - азотно-метановый.
| Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3 | Количество исследований | Диапазон изменения | Среднее значение | |
| скважин | проб | |||
| Cl | 93 | 93 | 4122,96 - 5334,74 | 4858,94 |
| SO4 | 93 | 93 | 0,01 - 3,27 | 0,38 |
| HCO3 | 93 | 93 | 0,02 - 1,88 | 0,73 |
| Ca++ | 93 | 93 | 446,39 - 601,52 | 521,5 |
| Mg++ | 93 | 93 | 98,0 - 202,27 | 163,82 |
| К+ + Na+ | 93 | 93 | 2747,81 - 4009,66 | 33496,57 |
| Примеси | | | не опр. | не опр. |
| рН | 93 | 20 | 3,70 - 6,70 | 4,93 |